RU2724715C1 - Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта - Google Patents
Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724715C1 RU2724715C1 RU2020103498A RU2020103498A RU2724715C1 RU 2724715 C1 RU2724715 C1 RU 2724715C1 RU 2020103498 A RU2020103498 A RU 2020103498A RU 2020103498 A RU2020103498 A RU 2020103498A RU 2724715 C1 RU2724715 C1 RU 2724715C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- formation
- well
- production
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000011017 operating method Methods 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 7
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 2
- 230000000994 depressed Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из обводившегося пласта или пласта с подошвенной водой. Техническим результатом является создание способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины, позволяющего сократить время отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта. Способ включает строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК. Выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7% обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку. Строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Осуществляют установкой ОРЭ отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящей среднюю по нефтяному участку. 1 ил.
Description
Изобретение относится нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из обводившегося пласта или пласта с подошвенной водой.
Известно устройство для эксплуатации обводненного нефтяного пласта (патент RU № 2238395, МПК E21B 43/00, опубл. 20.10.2004 Бюл. № 29), содержащее дифференциальный штанговый насос, спущенный на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), и пакер на хвостовике, который установлен в зоне водонефтяного контакта обводненного нефтяного пласта под насосом, причем корпус дифференциального штангового насоса состоит из двух ступенчатых цилиндров и одного сдвоенного полого плунжера со всасывающими и нагнетательными клапанами, образующих две раздельные камеры и имеющих раздельные гидравлические каналы, которые связывают дифференциальный штанговый насос с надпакерной и подпакерной зонами обводненного нефтяного пласта скважины, при этом соотношение отбираемых объемов, соответственно, нефти и воды из этих зон, определяется по следующей зависимости:
V1/V2=D 1 2/D 2 2,
где V1 - объем воды, который необходимо отобрать из подпакерной зоны притока водонефтяного пласта;
V2 - объем нефти, который необходимо отобрать из надпакерной зоны притока водонефтяного пласта;
D1 - внутренний диаметр верхнего цилиндра дифференциального штангового насоса;
D2 - внутренний диаметр нижнего цилиндра дифференциального штангового насоса.
Этим устройством осуществляется способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта, включающий спуск в скважину проходного пакера на колонне труб и установку его в зоне водонефтяного контакта (ВНК), осуществление регулируемого отбора дифференциальным насосом воды и нефти из подпакерной и надпакерной полости скважины соответственно в объемах, исключающих образование конуса обводненности в нефтяной зоне притока и добычу нефти с завышенной обводненностью и обеспечивающих отбор нефти при одновременном предотвращении попадания воды в нефтяную часть пласта.
Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за уровнем ВНК и регулировки отбора воды и нефти для обеспечения необходимой обводненности нефти, так как приток воды и нефти и уровень ВНК в течении суток и со временем под действием отбора воды и нефти постоянно меняется, что приводят к большим не производственным затратам времени на регулировку работы устройства.
Известен также способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину (патент RU № 2451165, МПК E21B 43/16, опубл. 20.05.2012 Бюл. № 14), включающий перфорацию эксплуатационной колонны против продуктивной зоны с последующим определением пластовых давлений, создание водонепроницаемого экрана в дополнительно перфорированной через эксплуатационную колонну верхней части водоносной зоны путем размещения в ней изолирующего материала, вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону, причем предварительно перед вызовом притока пластовых флюидов разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне, спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере, заполняют всю дополнительную колонну труб изолирующим материалом, причем изолирующий материал выбирают с плотностью, обеспечивающей эквивалентность давления столба изолирующего материала и давления в водоносной зоне, а размещение изолирующего материала в водоносной зоне осуществляют втягиванием при депрессии на продуктивную зону.
Недостатками данного способа являются большие материальные затраты на изолирующий материал, который размещают в водоносной зоне втягиванием при депрессии на продуктивную зону, что обеспечивает лучшую изоляцию в вертикальной направлении (низкого давления), чем в горизонтальной, что не исключает прорыва воды в нефтеносный интервал при эксплуатации, и необходимость повторного разобщения изолирующим материалом при изменении со временем интервалов продуктивной и водоносной зон в пласте.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2290502, МПК E21B 43/20, опубл. 27.12.2006 Бюл. № 36), включающий откачку пластовой воды из водоносного пласта до образования области пониженного уровня водонефтяного контакта, закачку пластовой воды в водоносный пласт и отбор нефти через добывающие скважины, причем откачку пластовой воды из водоносного пласта и закачку пластовой воды в водоносный пласт проводят в нагнетательной скважине одновременно раздельно, при этом закачку пластовой воды ведут через отверстия обсадной колонны нагнетательной скважины, которые перфорируют в зоне подошвы водоносного пласта, а добывающие скважины располагают в зоне пониженного уровня водонефтяного контакта и отбор нефти из них осуществляют одновременно с откачкой пластовой воды.
Недостатками данного способа являются необходимость строительства отдельных скважин для отбора воды из водоносной части пласта, что приводит к большим материальным затратам, и сложность поддержания баланса закачки и отбора воды из одного пласта через одну скважину для исключения ускоренного обводнения добываемой продукции из добывающей скважины.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины, позволяющего сократить материальные затраты за счет строительства бокового ствола из добывающей скважины для отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта.
Техническая задача решается способом эксплуатации обводненного нефтяного пласта, включающим строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК.
Новым является то, что выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7 % обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку, строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации, осуществляют этой установкой отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящую среднюю по нефтяному участку.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность способа на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта 1 месторождения включает строительство на нефтеносном участке (не показан) добывающих 2 и нагнетательных (не показаны) скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины 1. В ходе эксплуатации нефтеносного участка со временем происходит увеличение обводненности продукции пласта 1 за счет увеличения водоносной части 3 пласта 1 и повышения уровня 4 ВНК. Однако продукция некоторых добывающих скважин 2 обводняется быстрее, чем другие. Для анализа обводненности продукции по нефтеносному участку проводят определение средней обводненности. Для этого в нескольких (лучше во всех для небольшого нефтеносного участка, но не менее чем 25% - для большого, для снижения погрешности измерений) исследовательских добывающих скважинах 2. Определяют среднюю обводненность по нефтяному участку по формуле:
где nср – средняя обводненность нефти, %;
ni – обводненность нефти в i-той исследовательской добывающей скважине, %;
k – количество исследовательских добывающих скважин, шт.
Из общего числа скважин выделяют добывающую скважину 2 с большей на 7 % и более обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку. В вертикальном стволе 5 скважины 2 устанавливают клин-отклонитель 6 с якорем 7 и проходным каналом (не показан). При помощи клина-отклонителя 6 строят из вертикального ствола 5 этой скважины 2 боковой нисходящий ствол 8, вскрывающий водоносную часть 3 пласта 1 ниже уровня 4 ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом 5 этой скважины 2. Если боковой ствол 8 оставляют открытым, то нефтеносную часть 9 пласта 1 перекрывают пластырями (например, см. патенты RU № 60594, №65948, 2026956 или т.п. – не показаны). Если боковой ствол 8 обсаживают эксплуатационной колонной труб (не показаны), то водоносную часть 3 пласта 1 вскрывают перфорацией 10. Скважину 2 оснащают установкой для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для этого в боковой ствол 8 спускают длинную лифтовую колонну 11 с насосом 12 большего диаметра, чем проходной канал клина-отклонителя 6 с якорем 7. Глубину спуска насоса 12 контролируют длинномером лифтовой колонны 11 на устье скважины 2. В вертикальный ствол 5 спускают корткую лифтовую колонну 13 с малым насосом 14 меньшего диаметра, чем проходной канал клина-отклонителя 6 с якорем 7, но большего суммарного диаметра с лифтовой колонной 11 с насосом 12, чем диаметр бокового ствола 8. Глубину спуска малого насоса 14 контролируют длинномером лифтовой колонны 13 на устье скважины 2. Благодаря разным диаметрам лифтовых колонн 11 и 13 с соответствующими насосами 12 и 14 обеспечивается попадание насосов 12 и 14 в соответствующие стволы 8 и 5. Описан один из вариантов попаданий в стволы 5 и 8 скважины 2, технологий попаданий в различные стволы 5 и 8 скважины 2 множество (например, при помощи устройств: см. патент RU № 2318112, 2302510, 60622, 89164 или т.п. – не показаны), авторы на это не претендуют. Рекомендуется использовать насосы 12 и 14 с регулируемым отбором (например, за счет изменения хода плунжера в штанговых насосных установках, частотно-регулируемые электропогружные насосы и/или т.п.). После чего осуществляют отбор воды по лифтовой колонне 11 насосом 12 из водоносной части 3 пласта 1 до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня 4 ВНК, но не меньше давления газопроявления. Пластовую воду направляют к нагнетательным скважинам для закачки в пласт 1 для снижения затрат на доставку и использование воды. Продукцию пласта добывают из нефтеносной части 9 пласта 1 по лифтовой колонне 13 малым насосом 14. Причем производительность насоса 14 регулируют так, чтобы обводненность добываемой им продукции была не выше, чем средняя обводненность на участке.
Как показала практика регулировку отбора насосом 14 осуществляли один раз в два месяца, а насосом 12 – один раз в полгода, что снизило затраты, связанные с остановкой и регулировкой насосав по сравнению с аналогами до 3-х раз. Затраты на строительство бокового ствола 8 вместо скважины для отбора воды снизило затраты как минимум в два раза, а при использовании боковых стволов 8 малого диаметра (ø114 мм и менее) – в три раза.
Предлагаемый способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины позволяет сократить временные и материальные затраты за счет строительства бокового ствола из добывающей скважины для отбора воды из подошвенной области продуктивного пласта.
Claims (1)
- Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта, включающий строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК, отличающийся тем, что выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7% обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку, строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации, осуществляют этой установкой отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящей среднюю по нефтяному участку.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103498A RU2724715C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103498A RU2724715C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724715C1 true RU2724715C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020103498A RU2724715C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724715C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6092600A (en) * | 1997-08-22 | 2000-07-25 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method |
| US7059402B2 (en) * | 2002-05-07 | 2006-06-13 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Method and apparatus for exploiting oilfields |
| RU2290502C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2506415C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| US9464516B2 (en) * | 2009-11-02 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
-
2020
- 2020-01-28 RU RU2020103498A patent/RU2724715C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6092600A (en) * | 1997-08-22 | 2000-07-25 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method |
| US7059402B2 (en) * | 2002-05-07 | 2006-06-13 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Method and apparatus for exploiting oilfields |
| RU2290502C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| US9464516B2 (en) * | 2009-11-02 | 2016-10-11 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| RU2506415C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
| RU2015156402A (ru) | Способ улучшенной добычи углеводородов с использованием множественных искусственно образованных трещин | |
| RU2297521C1 (ru) | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
| RU2363839C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2386795C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| CN110593846A (zh) | 一种气井气液分采完井管柱 | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2724715C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта | |
| RU2524800C1 (ru) | Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами | |
| RU2533465C1 (ru) | Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2170340C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2667242C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2505668C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин | |
| RU2001109157A (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2485297C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |